LONDON (IT BOLTWISE) – Bayern und Baden-Württemberg fordern eine grundlegende Überarbeitung der Ausschreibungen für Backup-Kraftwerke. Neue Gaskraftwerke sollen dort entstehen, wo Versorgungssicherheit und Netzstabilität besonders gebraucht werden. Nach Kritik an der ersten Runde und an Zuschlägen für Fuel-Switch-Projekte konkretisiert das Bundeswirtschaftsministerium nun Teilnahmebedingungen, um Fehlanreize zu verhindern.
Die Debatte um neue Backup-Kraftwerke bekommt neuen Takt, weil sich Länderchefs nicht mehr mit dem Ergebnis der ersten Ausschreibungsrunde zufrieden zeigen. Markus Söder (Bayern) und Cem Özdemir (Baden-Württemberg) verlangen laut gemeinsamer Mitteilung eine grundlegende Überarbeitung der Regeln. Im Kern geht es darum, dass zusätzliche gesicherte Leistung nicht zufällig dort entsteht, wo es rechnerisch am günstigsten wirkt, sondern dort, wo sie das Stromsystem in der Übergangsphase wirklich stabilisieren kann.
Aus Sicht der beiden Länder fehlt bei den Langzeitkapazitäten der ersten Runde der regionale Zuschnitt. Özdemir argumentiert, zwei Drittel der neuen Kraftwerke müssten im Süden gebaut werden, weil Versorgungssicherheit und wirtschaftliches Wachstum dort besonders von zusätzlicher gesicherter Leistung abhängen. Söder setzt dem eine andere Priorität entgegen: Er kritisiert, dass statt neuer Gaskraftwerke in Bayern und Baden-Württemberg der Schwerpunkt auf der Umrüstung abgeschriebener und nicht mehr benötigter Braunkohleanlagen im Norden liegen solle. Gleichzeitig bleibt der Zeitrahmen eng, weil die neuen Anlagen spätestens 2031 bereitstehen sollen, um den bis 2038 geplanten Kohleausstieg abzusichern.
Die erste Runde zeigt, wie stark die Ausschreibungslogik Marktakteure steuert: Die Zuschläge gingen fast vollständig an RWE und LEAG. Beide Unternehmen planen neue Kraftwerke an bestehenden oder früheren Kohlekraftwerksstandorten. Bei LEAG sind mehrere Projekte als Fuel-Switch-Vorhaben angelegt, bei denen Braunkohlekraftwerke auf Gasbetrieb umgestellt werden sollen. Dass bereits eine weitere Bieterrunde gestartet ist, verschärft den Zeitdruck: Die neu geforderten Anpassungen müssen möglichst schnell in die Entscheidungslogik der zweiten Runde einfließen.
Auch jenseits der Standortfrage dreht sich der Streit um die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Technikpfade. In der Energiewirtschaft stößt das Ausschreibungsergebnis auf Kritik, unter anderem mit Blick auf die betriebliche Effizienz umgerüsteter Anlagen. Eine von Uniper beauftragte Kurzstudie des Beratungsunternehmens Enervis kommt zu dem Schluss, dass umgerüstete Kraftwerke zwar wegen geringerer Investitionskosten günstiger anbieten können, ihr geringerer Wirkungsgrad aber höhere variable Erzeugungskosten nach sich ziehen kann. Modellierungen legen demnach nahe, dass zusätzliche Strombeschaffungskosten die Einsparungen bei der Kapazitätsvergütung übersteigen könnten. Uniper fordert deshalb, bei weiteren Auktionen stärker die Gesamtkosten zu berücksichtigen und zusätzliche moderne Kraftwerke zu fördern.
Genau an dieser Stelle setzt das Bundeswirtschaftsministerium an und konkretisiert die Regeln für die zweite Runde. Geplant ist eine Verordnung zur Präzisierung der Teilnahmebedingungen: Gebote für umzurüstende Kohlekraftwerke sollen nur noch möglich sein, wenn die Anlagen bereits stillgelegt wurden oder spätestens zum 1. Januar 2030 stillgelegt werden. Laut Ministerium sollen die Konkretisierungen die Zuschläge der ersten Runde nicht verändern. Hintergrund ist aber klar genug: Die Bundesregierung will verhindern, dass die Ausschreibung als Anreiz wirkt, Kohlekraftwerke vorzeitig stillzulegen, obwohl sie länger im System gebraucht würden.
Technisch und energiewirtschaftlich berührt die Auseinandersetzung damit zwei zentrale Aufgaben der Energiewende gleichzeitig. Zum einen geht es um den Ausstieg aus der Kohleverstromung, zum anderen um die Absicherung des Stromsystems in Phasen geringer Wind- und Solarproduktion. Die geplanten Anlagen sollen spätestens ab 2031 einspringen, wenn erneuerbare Energien vorübergehend nicht genügend Strom liefern. Der Standortkonflikt ergibt sich dabei aus dem Netzgefälle zwischen Nord und Süd: Im Norden wird viel Windstrom erzeugt, während im Süden industrielle Verbraucher und Ballungsräume auf ausreichende Übertragungskapazitäten sowie zusätzliche gesicherte Leistung angewiesen sind. Entsprechend verknüpfen Bayern und Baden-Württemberg die Kraftwerksfrage mit Netzstabilität und wirtschaftlicher Entwicklung.
Der eigentliche Zielkonflikt, der in der ersten Runde sichtbar wurde, liegt zwischen Investitionskosten und Betriebskosten. Umgerüstete Kohlekraftwerke können wegen niedrigerer Investitionen attraktivere Gebote abgeben; im Betrieb arbeiten sie jedoch weniger effizient als moderne Gas-und-Dampfturbinenkraftwerke. Das kann die Förderkosten senken, gleichzeitig aber zu höheren laufenden Erzeugungs- und Beschaffungskosten führen. Die angekündigten Regeländerungen sollen daher stärker mitdenken, wo zusätzliche Leistung tatsächlich gebraucht wird und ob ein Projekt neue Kapazität schafft. Für Stromkunden wird am Ende entscheidend, wie sich die Kombination aus staatlich vergüteter Reserveleistung, Netzausbau und möglichen Effekten auf Großhandelspreise auswirkt. Die zweite Bieterrunde bekommt damit die Aufgabe, regionalen Bedarf und Gesamtkosten deutlich stärker miteinander zu verknüpfen, statt nur das niedrigste Angebot im Ausschreibungsformat zu belohnen.
Dass die Debatte in der Öffentlichkeit parallel weiterläuft, zeigt die gegenseitige Bezugnahme der Berichterstattung: Ein Schwerpunkt liegt auf der Forderung nach mehr neuer gesicherter Leistung im Süden und auf der Kritik an Zuschlägen für Fuel-Switch-Projekte. Ein zweiter Schwerpunkt adressiert die Ausgestaltung der zweiten Runde, darunter Fragen nach einem möglichen „Südbonus“, dem Ausschluss bestimmter Umrüstungen und der Frage, ob die Regeln tatsächlich zu zusätzlicher Kapazität führen. Für die nächsten Entscheidungen bleibt damit offen, wie präzise die neuen Bedingungen die Lücke zwischen Systembedarf und kurzfristiger Angebotslogik schließen werden. Genau diese Messlatte wird künftig auch für andere Betreibergruppen relevant, die ähnliche Projekte in Betracht ziehen.
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